Все я сдаюсь, я не знаю как устроена тепловая часть,

1) допустим клапан полностью не закрылся, но пара того что идет через полностью не закрытый клапан не хватает что бы охладить лопасти турбины, но генератор уже в моторном режиме, идет перегрев турбины, стопорный клапан не сел, его концевой выключатель не замкнулся, все схема не собралась, защита не сработала, это если реализация стопорный клапан+реле обратной мощности.  ( Такой исход вообще стоит рассматривать ? Это конструктивно возможно?)

2) допустим по какой то не известной причине реле обратной мощности сработало ложно при работе генератора в нормальном режиме, все, из за того что концевой выключатель в цепи, ложного срабатывания защиты не будет, это вроде + такой схемы. Типа перестраховка.

3) Но в данном случае рассматривается простой вариант исхода, подача пара прекратилась, генератор в сети, идет моторный режим. За чем в данном случае реле обратной мощности ? Ведь стопорный клапан закрыт, концевой выключатель замкнулся, собралась цепь через катушку реле времени, пошел отсчет времени 3-4 минуты, отключение генераторного выключателя. Все хорошо все довольны.

Вот  просто хочу понять логику нагромождения этих реле обратной мощности в части РЗА, за чем их заложили в терминал от экры, чем руководствовались, почему нет информации по более древним реле обратной мощности ? Почему их в схему КИП интегрировали раньше ?)

Если генератор отключен, то турбине уже не грозит перегрев, турбина перегревается только если в ней нет пара, а именно из за вращения турбины генератором в двигательном режиме происходит перегрев лопастей (сами процессы мне не известны), на что турбины большой мощности 60 мВт + не рассчитаны, если это только не специальные серии для работы в режиме синхронного компенсатора)  то есть в данном случае моторный режим не нужно рассматривать. Если нужно подробнее изложить ход мыслей, напишите, возможно не могу доходчиво довести информацию.

Или вопрос поставить так. Можем ли твердо сказать что необходимости в реализации в схеме реле обратной мощности полностью отсутствует, так как это вызвано дублированием данной защиты алгоритмом отключения генераторного выключателя по факту закрытия стопорного клапана с выдержкой времени?, какие есть здесь подводные камни ? Что? какой момент упускаем ? Тут явно есть какая то причина в  турбинной части?  что с этой защитой много не прозрачных моментов. Например что в цепочке полно кроме концевика стопорного клапана, еще клапанов промотборов, и всяких других клапанов, и это вносит в схему вероятность отказа, так как цепь усложняется, и надежность при этом падает этой защиты, а реализация именно связки РОМ+ только стопорный клапан нивелирует данную проблему. Может причина в этом кроется ? Когда придумывали алгоритм построения этой защиты чем руководствовались ? Почему на бумаге все гладко, а в жизни получилось что получилось ? На форуме ни кто не отписался что защита реализована, и находится в работе, это касаемо именно древних годов машин. Микропроцессоры отдельная история. Как их правильно использовать то же не понятно, нужно ли для надежности включать в цепь РОМ концевик стопроного клапана, или же реализация на столько безотказна, что достаточно с терминала сразу брать сигнал на отключение ?

наткнулся на тему из архива, практически отражение нашей темы один в один, те же вопросы, те же отсутствующие ответы. https://arhiv.rzia.ru/rza.communityhost … 567675.htm Возьму на себя смелость сделать выводы

1) Практического смысла только ради этой защиты дооснащать терминалами старые турбоагрегаты не имеет никакого смысла, только если стоит задача освоить денежные средства, а потратить их больше некуда.

2) Про существование в природе уже доказавших свою надежность реле в виде отдельного отечественного изделия ни кто не слышал, и смело можно сделать вывод что в природе такое изделие не существует, а если и существует то информацию о нем не найти.

3) Стало быть необходимость данной защиты прописана в пункте 119 Приказа Минэнерго России от 13.02.2019 N 101, но ставить ее не имеет никакого смысла, так как на протяжении многих предыдущих лет ее так ни кто и не использовал, раз не использовали значит и не нужна была. А если была нужна, то все равно не использовали, а если так, то какой смысл сейчас начинать использовать на старых турбоагрегатах.

4) На новых пожалуйста, раз есть в терминалах, то и вопросов нет. (Кроме одного, в логику разрешение со стопорного клапана нужно брать или не нужно. Если нужно то почему и за чем, где это прописано, есть ли в этом здравый смысл,  хотя бы у китайцев и немцев подсмотреть что они в своих НТД пишут)

5) Как вариант можно применить RMP-121D (-P>) DEIF, Что делать с нечувствительностью ТТ ? Только менять ? Получается на коленке ничего не получится сделать.

"Пять копеек" о пользе РОМ. Как уже писал имеет 2 ступени, 1-я более чувствительная работает совместно с алгоритмами ЦТАИ, 2-я на останов блока. В 2023 у нас была масштабная авария, при монтаже не заземлили КС и при его повреждении "прилетело" во вторичку с повреждением терминалов, ложной работой ДЗШ, выбитым опертоком и неотключившимися выключателями. Один наш руководитель не убедившись в отключенном положении всех выключателей "с горяча" подал напряжение на шины (хотел быстрее восстановить схему) и в результате подал напряжение на стоячий ТГ блока. На наше счастье там стояли шкафы ЭКРА с РОМ "на борту" и мы благополучно отключились без последствий 2-й ступенью РОМ. Если бы это произошло на соседнем блоке, где более старые защиты без РОМ последствия могли бы быть самые непредсказуемые, с возможным повреждением статора ТГ.

На вышеописанном блоке для генератора ТГВ-325 2ст. уставка 97,5 МВт, выдержка 0,1 сек.

уточните, а от каких именно защит и произошло отключение именно от РОМ и именно генератора?
это то понятно, от такого головотяпства нет защит и выявить действительно можно только по обратной мощности генератора: напряжение сети, а ток свой - нагрузочный, но тут больше вопросов, чем ответов, большие сомнения...
если на стоящий генератор подать напряжение, то это собственно КЗ, однако там активной мощности практически нет, только реактивная, а она может быть у генератора любого направления... и ещё если он невозбуждён, то вращающего движения не будет, естественно динамическое воздействие на обмотки статора будет и очень большое и будет на ротор, если его обмотка будет замкнута на сопротивления, т.е. ток может быть, и естественно тогда будет огромное электродинамическое возействие и на ротор... но причем здесь турбина с её клапаном?

нужно отметить, что это уж совсем уникальная авария, ложная работа ДЗШ, но неотключение выключателей, должна быть работа УРОВ... и не понятно еще если отключения не было из-за повреждений опертока, то как могло пройти включение?

Если реально клапана сели, то в чем проблема-то? ЗОАМ нужна, если реально клапана не сели, по её несрабатыванию это будет видно.
Если ЗОАМ не сработала, то генераторный выключатель отключать нельзя, потому что пар не перекрыт.
Откровенно говоря не знаю, чего в такой ситуации делают они там в тепловой части. Может какие-нибудь резервные способы перекрытия пара есть?

Выполнить 2-ю ступень РОМ с грубой уставкой на отключение, помогает при подаче напряжения на стоячий генератор для предотвращения повреждения оного. 1-ст. РОМ + концевые СК - это вместо 4 мин. на старых блоках

Вот